เราจำเป็นต้องบันทึกไว้ว่าเดือนกันยายน 2569 คือรอยต่อสำคัญของภูมิทัศน์พลังงานไทยในอนาคต การเปิดรับฟังความคิดเห็นร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ.2569–2593 (PDP 2026) ในวันที่ 8 กันยายนโดยสำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) ซึ่งจะกำหนดโครงสร้างเชื้อเพลิงผลิตไฟฟ้าของประเทศไปจนถึงปี พ.ศ.2593 เกิดขึ้นพร้อมกับคำถามจากภาคประชาชนว่าการจัดทำแผนดังกล่าวไร้ซึ่งกระบวนการที่โปร่งใส ไม่เปิดเผยข้อมูลอย่างครบถ้วนและปิดโอกาสให้ประชาชนโดยเฉพาะผู้ที่อาจได้รับผลกระทบสามารถเข้าถึงข้อมูลและมีส่วนร่วมก่อนการตัดสินใจ
ระหว่างวันที่ 14–17 กันยายน พ.ศ. 2569 Gastech 2026 การประชุมอุตสาหกรรมก๊าซและเชื้อเพลิงฟอสซิลเหลว (LNG) ที่ใหญ่ที่สุดในโลกจัดขึ้นที่ศูนย์ประชุม BITEC กรุงเทพฯ โดยมีเชพรอน (Chevron) เอ็กซอนโมบิล (ExxonMobil) และเชลล์ (Shell) เป็นเจ้าภาพหลักพร้อมด้วยการไฟฟ้าฝ่ายผลิตแห่งประเทศไทย (กฟผ.) และกลุ่มทุนพลังงานเอกชนรายใหญ่ที่สุดของประเทศร่วมลงนามเป็นพันธมิตรระดับชาติ
บทความชิ้นนี้ชวนตั้งคำถามต่อเหตุการณ์ข้างต้นว่ากลุ่มผู้วางนโยบายพลังงานของไทยกำลังบอกอะไรกับสาธารณะเรื่องก๊าซฟอสซิลจากคำพูดและตัวเลขของพวกเขาเอง นัยยะของเวที Gastech 2026 และบทบาทของผู้เล่นหลัก รวมถึงประเด็นที่ต้องจับตาในเขตระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) ซึ่งเป็นรูปธรรมของความเสี่ยงที่สังคมไทยจะติดกับดักการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลไปอีกหลายทศวรรษนั้นเป็นสิ่งที่จับต้องได้และชัดเจนที่สุด
แผน PDP 2026 กระจกสะท้อน Gastech 2026
แผน PDP 2026 เป็นเอกสารที่ไม่มีใครเข้าถึงในรายละเอียดอย่างสมบูรณ์นอกจากคนในแวดวงผู้กำหนดนโยบาย มีเพียงเพาเวอร์พอยต์ที่ทำเป็นไฟล์ pdf จำนวน 53 หน้าเพื่อใช้ในเวทีรับฟังความคิดเห็นในวันที่ 8 กันยายน การรับฟังความคิดเห็นสาธารณะต่อแผน PDP 2026 มีขึ้นก่อนเวที Gastech 2026 เพียง 6 วัน ในเอกสารที่เผยแพร่ออกสู่สาธารณะได้ระบุฉากทัศน์ของภาคการผลิตไฟฟ้าไทยไปจนถึงปี 2593 ไว้ 4 กรณี และโยนคำถามต่อสาธารณะอย่างเสียมิได้ว่าทางเลือกใดเหมาะสมที่สุด ในขณะที่สปอตไลท์ของการตัดสินใจต่อแนวทางในการพึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลที่ยึดโยงกับแผน PDP 2026 โดยเฉพาะอย่างยิ่งก๊าซฟอสซิลและทางเลือกลวงที่เกี่ยวข้องคือมหกรรมที่เกิดขึ้นในเวที Gastech 2026
ทางเลือก 4 กรณีในแผน PDP 2026 เริ่มต้นจากจุดเดียวกันคือกำลังผลิตใหม่ที่มีข้อผูกพันแล้ว 50,900 เมกะวัตต์สำหรับปี พ.ศ.2569–2580 ซึ่งรวมโรงไฟฟ้าพลังความร้อนร่วม (CCGT) ที่บวกเชื้อเพลิงก๊าซใหม่อีก 9,100 เมกะวัตต์ กรณีที่ 1 หรือกรณีฐาน (Base Case) เพิ่มกำลังผลิตพลังงานหมุนเวียนน้อยที่สุด และพึ่งพาสมมติฐานเรื่องก๊าซฟอสซิลและเทคโนโลยีดักจับคาร์บอนที่คลุมเครือที่สุด กรณีที่ 2 คือ Net Zero by CCS คงเส้นทางที่พึ่งพาฟอสซิลเช่นเดียวกับกรณีที่ 1 แต่ใช้เทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอนมาหักลบกลบหนี้ในทางบัญชีเพื่อบรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจก กรณีที่ 3 คือ Net Zero by RE ผลักดันพลังงานหมุนเวียนและระบบกักเก็บพลังงานด้วยแบตเตอรี่ให้ไปไกลที่สุดเท่าที่โครงข่ายไฟฟ้าจะรองรับได้ ขณะที่ลดบทบาทเชื้อเพลิงฟอสซิลให้เหลือเป็นส่วนเสริม ส่วนกรณีที่ 4 คือการผสมผสาน 2 กรณีแรก
ข้อสังเกตที่น่าสนใจคือตัวเลขในตารางที่ สนพ. นำเสนอนั้นแสดงให้เห็นว่าทางเลือกทั้ง 4 กรณียังคงมีกำลังผลิตโรงไฟฟ้าก๊าซใหม่เพิ่มขึ้นภายในปี พ.ศ.2593 ไม่ว่าจะเป็น 24,500 เมกะวัตต์ (ในกรณีที่ 2) 18,900 เมกะวัตต์ (ในกรณีที่ 4) หรือแม้แต่ 16,800 เมกะวัตต์ (ในกรณีที่ 3 ซึ่งเป็นทางเลือกพลังงานหมุนเวียน หรืออีกนัยหนึ่งในบรรดา 4 ทางเลือกของแผน PDP 2026 ที่จัดรับฟังความคิดเห็น ไม่มีทางเลือกใดเลยที่ประเทศไทยจะหยุดสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซ คำถามที่แผน PDP 2026 โยนหินถามทางแบบกลวงเปล่าในวันที่ 8 กันยายน จริงๆ แล้วไม่ใช่คำถามว่าจะสร้างโรงไฟฟ้าก๊าซเพิ่มหรือไม่ แต่คือจะสร้างเพิ่มอีกเท่าใดต่างหาก
ความแตกต่างนี้ปรากฏชัดที่สุดในกราฟของเอกสาร pdf หน้า 37 คือภาพฉายความต้องการใช้ก๊าซฟอสซิลของประเทศไปจนถึงปี พ.ศ.2593 พร้อมแถบสีที่ระบุว่าเป็นความเสี่ยงจากการนำเข้าก๊าซฟอสซิลเหลว (LNG) เหนือระดับประมาณ 2,000 ล้านลูกบาศก์ฟุตต่อวัน (MMscfd) ซึ่งเป็นเพดานที่แหล่งก๊าซในประเทศจะผลิตได้ กรณีที่ 1 และกรณีที่ 2 ซึ่งคงเส้นทางพึ่งพาฟอสซิลแบบเดิมไม่ว่าจะใช้หรือไม่ใช้เทคโนโลยีดักจับคาร์บอนหรือไม่ก็ตามนั้นอยู่ในแถบความเสี่ยงนี้แทบตลอดทั้งแผนและไต่ระดับขึ้นไปถึง 2,455 MMscfd ภายในปี พ.ศ.2593 สูงกว่าเพดานที่ผู้วางแผนของ สนพ. เองขีดไว้บนกราฟของตนเองราว 450 MMscfd กรณีที่ 4 อยู่เกือบพอดีกับเส้นกราฟของกำลังผลิตที่ 1,904 MMscfd มีเพียงกรณีที่ 3 ซึ่งเป็นทางเลือกพลังงานหมุนเวียนเข้มข้นที่หลุดพ้นจากการพึ่งพาการนำเข้าก๊าซฟอสซิลเหลว (LNG) อย่างชัดเจนโดยลดลงเหลือ 794 MMscfd ภายในปี พ.ศ.2593 หรือราวสองในสามจากระดับความเสี่ยงจากการนำเข้าก๊าซฟอสซิลเหลว (LNG) ในปัจจุบัน
ตัวเลขการปล่อยก๊าซเรือนกระจกก็สะท้อนเรื่องราวเดียวกันแต่เมื่อพิจารณาจากยุทธศาสตร์การพัฒนาแบบปล่อยก๊าซเรือนกระจกต่ำระยะยาว สนพ. (EPPO) กำหนดให้เพดานการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของภาคการผลิตไฟฟ้าในปี พ.ศ.2593 ไว้ที่ 19.1 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่า (MtCO₂eq) ซึ่งปรับลดลงอย่างมากจากเป้าหมายเดิมที่ 66.2 MtCO₂eq กรณีที่ 1 (Base Case) ไม่สามารถบรรลุเป้าหมายดังกล่าวได้อย่างชัดเจน โดยการปล่อยก๊าซเรือนกระจกในปี 2050 ยังคงอยู่ที่ 51.5 MtCO₂eq และไม่มีการระบุเทคโนโลยีใดในสมมติฐานที่จะเข้ามาชดเชยช่องว่างระหว่างระดับการปล่อยดังกล่าวกับเป้าหมาย
กรณีที่ 2 จะลดการปล่อยลงถึง 19.1 MtCO₂eq ได้ก็ต่อเมื่อสมมติว่าเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (Carbon Capture and Storage: CCS) สามารถดักจับคาร์บอนได้ถึง 32 ล้านตัน และสามารถดำเนินงานได้จริงตามที่แบบจำลองกำหนดไว้ ทั้งที่ ณ เวลาที่จัดทำแผนนี้ CCS ปรากฏอยู่เพียงในรูปของสมมติฐานด้านต้นทุน ประมาณ 135 ดอลลาร์สหรัฐต่อตัน และช่วงกำลังผลิตประมาณ 2,500–3,000 เมกะวัตต์ ซึ่งถูกกำหนดเข้าในแผนช่วงปี 2046–2050 หรือช่วงปลายสุดของแผน กรณีที่ 4 ก็ต้องพึ่งพา CCS แม้ในปริมาณที่น้อยกว่าคือประมาณ 21 ล้านตัน เพื่อลดการปล่อยลงมาถึงระดับเป้าหมายเดียวกันที่ 19.1 MtCO₂eq ในทางตรงกันข้าม
กรณีที่ 3 เป็นแนวทางเดียวที่สามารถลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกได้ต่ำกว่าเป้าหมาย 19.1 MtCO₂eq ด้วยการลดคาร์บอนของระบบไฟฟ้าเองโดยไม่ต้องพึ่งพาการดักจับคาร์บอน โดยจะลดการปล่อยก๊าซเรือนกระจกลงเหลือเพียง 16.6 MtCO₂eq เหตุผลสำคัญคือ กรณีที่ 3 เป็นกรณีเดียวที่ลดและแทนที่การใช้ก๊าซฟอสซิลจริง ๆ แทนที่จะพยายามรักษาการใช้ก๊าซฟอสซิลเอาไว้แล้วใช้เทคโนโลยีอื่นมาจัดการกับการปล่อยคาร์บอนที่เกิดขึ้นภายหลัง
ในช่วงแรกของ PDP 2026 ค่าไฟของทางเลือกทั้งสี่กรณียังไม่ได้แตกต่างกันมากนัก เอกสารทางเทคนิคของ สนพ. ประเมินว่าค่าไฟขายปลีกในช่วงกลางของแผนจะเคลื่อนไหวอยู่ในกรอบใกล้เคียงกันที่ประมาณ 3.8–4.5 บาทต่อหน่วย เพราะไม่ว่าจะเลือกทางใด การเพิ่มกำลังผลิตในช่วงต้นของแผนแทบไม่ต่างกันแต่เมื่อเดินไปถึงปลายทาง ความแตกต่างเริ่มปรากฏและเป็นความแตกต่างที่ท้าทายเรื่องเล่าซึ่งถูกใช้ซ้ำแล้วซ้ำอีกในการถกเถียงเรื่องพลังงานไทยนั่นคือข้ออ้างว่ายิ่งเพิ่มพลังงานหมุนเวียน ค่าไฟก็ยิ่งแพง และภาคอุตสาหกรรมไทยจะสูญเสียความสามารถในการแข่งขัน
ตัวเลขที่นำเสนอในแผน PDP 2026 โดย สนพ. ระบุว่าในปี พ.ศ. 2593 ทางเลือกกรณีที่ 2 ซึ่งพึ่งพา CCS อย่างหนักนั้นมีค่าไฟฟ้าสูงที่สุดในบรรดาทั้ง4 ทางเลือกที่ 4.58 บาทต่อหน่วย เพราะเมื่อถึงจุดหนึ่ง ต้นทุนของการดักจับคาร์บอนเพื่อรักษาการใช้เชื้อเพลิงฟอสซิลไว้ในระบบกลับแพงกว่าการเปลี่ยนระบบไปสู่แสงอาทิตย์ ลม และระบบกักเก็บพลังงานที่มีต้นทุนลดลง ส่วน ทางเลือกกรณีที่ 3 ซึ่งเป็นฉากทัศน์ที่ใช้พลังงานหมุนเวียนในระดับสูงนั้นปิดจบปี พ.ศ. 2593 ด้วยค่าไฟ 4.11 บาทต่อหน่วย ต่ำกว่าฉากทัศน์ CCS และแทบไม่ต่างจากกรณีฐานที่ 4.19 บาทต่อหน่วย บนฐานตัวเลขของกระทรวงพลังงานเองชี้ว่าฉากทัศน์ที่สะอาดที่สุดกลับเป็นแนวทางที่สมเหตุสมผลที่สุดในปี 2050 และยังเป็นแนวทางที่พึ่งพา LNG น้อยที่สุดอีกด้วย
สมมติฐาน CCS ที่ระดับ 32 ล้านตันอาจไม่ได้เป็นตัวเลขในทางทฤษฎีเสียทั้งหมด ในเดือนกันยายน 2568 ปตท.สผ. (PTTEP) ตัดสินใจลงทุนขั้นสุดท้าย (Final Investment Decision: FID) ในโครงการ Arthit CCS ซึ่งเป็นโครงการดักจับและกักเก็บคาร์บอนแห่งแรกของประเทศไทยบริเวณอ่าวไทยตอนเหนือซึ่ง ปตท.สผ. ดำเนินการผลิตก๊าซอยู่แล้วโดยทุ่มเงินลงทุนราว 10,000 ล้านบาท (320 ล้านดอลลาร์สหรัฐ) เพื่ออัดฉีดคาร์บอนไดออกไซด์ที่ดักจับได้กลับลงไปกักเก็บในชั้นหินของแหล่งก๊าซที่ผลิตแล้วที่ความลึกประมาณ 1,000–2,000 เมตรใต้ดิน โครงการอยู่ระหว่างการก่อสร้างและตั้งเป้าเริ่มดำเนินการกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ในปี 2571 หรือเกือบสองทศวรรษก่อนที่กำลังผลิตไฟฟ้าติดตั้ง CCS จำนวน 2,500–3,000 เมกะวัตต์ ตามแผน PDP 2026 จะเริ่มทยอยเข้าสู่ระบบในปี 2589
แต่เมื่อพิจารณาในแง่ของขนาด ก็มีเรื่องราวที่น่ากังวลกว่ามาก โครงการ Arthit ถูกออกแบบให้ดักจับคาร์บอนไดออกไซด์ได้สูงสุดประมาณ 1 ล้านตันต่อปี เมื่อเดินเครื่องเต็มศักยภาพหรือคิดเป็นเพียงราว 3% ของคาร์บอนไดออกไซด์ 32 ล้านตัน ในทางเลือกกรณีที่ 2 ของแผน PDP 2026 อนุมานว่าจะสามารถดักจับและกักเก็บคาร์บอนไดออกไซด์ทั่วประเทศภายในปี 2593 (2050) ตัวเลขในแผน PDP 2026 ตั้งสมมติฐานว่า ประเทศไทยจะสามารถสร้างขีดความสามารถในระดับเทียบเท่ากับโครงการลักษณะเดียวกันนี้อีกประมาณ 30 โครงการ ภายในกรอบเวลาที่เหลือแทบไม่ถึงสองทศวรรษ เอกสารทางเทคนิคของ สนพ. เองแสดงให้เห็นว่าในช่วงกลางของแผน ค่าไฟฟ้าขายปลีกของทั้งสี่กรณีไม่ได้แตกต่างกันมากนัก โดยอยู่ในช่วงประมาณ 3.8–4.5 บาทต่อหน่วย
ภายในปี พ.ศ.2593 ตัวเลขประมาณการรายปีของ สนพ. เองแสดงว่า กรณีที่ 2 ซึ่งพึ่งพา CCS อย่างหนัก กลับเป็นกรณีที่มีค่าไฟแพงที่สุดในบรรดาทั้งสี่กรณี ที่ 4.58 บาทต่อหน่วย สาเหตุสำคัญคือต้นทุนของเทคโนโลยีดักจับคาร์บอนไม่สามารถลดลงได้เร็วเท่ากับต้นทุนของพลังงานแสงอาทิตย์ พลังงานลมและระบบกักเก็บพลังงานซึ่งเป็นหัวใจของกรณีที่ 3
ในทางกลับกัน กรณีที่ 3 ซึ่งเป็นเส้นทางที่ขยายพลังงานหมุนเวียนในระดับสูง จบช่วงแผนด้วยค่าไฟเพียง 4.11 บาทต่อหน่วย ต่ำกว่าเส้นทางที่พึ่งพา CCS และยังใกล้เคียงกับกรณีฐาน (Base Case) ที่ 4.19 บาทต่อหน่วย
ดังนั้น หากจะพูดกันอย่างจริงจังเรื่องความสามารถในการแข่งขันของประเทศไทย คำถามอาจไม่ใช่ว่า ประเทศไทยสามารถจ่ายต้นทุนของการเปลี่ยนผ่านพลังงานได้หรือไม่ แต่ควรถามกลับว่าประเทศไทยสามารถแบกรับต้นทุนของการไม่เปลี่ยนผ่านได้นานแค่ไหน? เพราะหากต้องนำเข้า LNG ต่อไป สร้างโรงไฟฟ้าก๊าซที่มีอายุใช้งานหลายทศวรรษ และท้ายที่สุดต้องจ่ายเพิ่มอีกเพื่อดักจับคาร์บอนจากโรงไฟฟ้าเหล่านั้น นั่นไม่ใช่พลังงานราคาถูกแต่คือการผลักต้นทุนของการพึ่งพาฟอสซิลออกไปจ่ายในอนาคต และนี่คือข้อเท็จจริงที่สร้างความลำบากใจให้กับวาทกรรมพลังงานหมุนเวียนราคาแพง ครั้งนี้ข้อโต้แย้งไม่ได้มาจากนักรณรงค์ด้านสภาพภูมิอากาศ แต่มาจาก ตัวเลขในแบบจำลองของ PDP 2026 เอง
เมื่อพิจารณาเอกสารในแผน PDP 2026 มีการเปลี่ยนแปลงเชิงโครงสร้างบางประการ หนึ่งในนั้นคือการปรับเกณฑ์ Loss of Load Expectation (LOLE) จาก 0.7 วันต่อปีเป็น 1.0 วันต่อปี การเปลี่ยนแปลงที่ดูเหมือนเป็นเรื่องเทคนิคนี้มีความหมายทางนโยบายอย่างมากเพราะช่วยให้ระบบไฟฟ้าสามารถรองรับพลังงานแสงอาทิตย์และลมได้มากขึ้นโดยไม่ถูกผูกไว้กับกรอบคิดเรื่องกำลังผลิตสำรองแบบเดิม อีกประการหนึ่งคือการเปิดทางให้เกิด Direct PPA ผ่าน Third-Party Access ตามมติ กพช. วันที่ 15 กรกฎาคม 2026 โดยเฉพาะใน EEC รวมถึงผู้ใช้ไฟฟ้าอุตสาหกรรมขนาดใหญ่และ Data Center ซึ่งเริ่มเปิดพื้นที่ให้ผู้ใช้ไฟสามารถเข้าถึงไฟฟ้าสะอาดโดยตรง นอกเหนือจากโครงสร้าง Single Buyer แบบดั้งเดิมของ กฟผ. เป็นการขยับโครงสร้างของระบบไฟฟ้าที่จำเป็นต่อการเปลี่ยนผ่านพลังงาน ส่วนจะมีความเป็นธรรมหรือไม่นั้นเป็นอีกเรื่องหนึ่ง
เมื่อแบบจำลองของ สนพ. เสนอว่าทางเลือกกรณีที่ 3 ปล่อยคาร์บอนต่ำกว่า ไม่ต้องเดิมพันกับเทคโนโลยีดักจับและกักเก็บคาร์บอน (CCS) พึ่งพา LNG น้อยกว่า และในปี 2050 ยังมีค่าไฟฟ้าต่ำกว่าฉากทัศน์อื่น คำถามที่กลุ่มผู้ตัดสินใจทางนโยบายต้องตอบประชาชนจึงง่ายมาก ถ้าฉากทัศน์พลังงานหมุนเวียนแบบเข้มข้นทั้งสะอาดกว่า ถูกกว่าและลดความเสี่ยงจากการนำเข้า LNG ได้มากกว่า แล้วเราจะสร้างระบบไฟฟ้าที่ทำให้ประเทศไทยติดกับดักก๊าซฟอสซิลไปอีกหลายทศวรรษเพื่ออะไร?
Gastech มหกรรมฟอกเขียวของเหล่ายักษ์ใหญ่คาร์บอน
งาน Gastech ครั้งแรกจัดขึ้นที่กรุงลอนดอน ประเทศอังกฤษ ในปี พ.ศ. 2515 ในระยะแรกเป็นเวทีเล็กๆ เฉพาะกิจที่มุ่งเน้นเรื่องการขนส่งและเทคโนโลยีก๊าซฟอสซิลเหลว (LNG) และ ก๊าซปิโตรเลียมเหลว (LPG) ตลอดหลายทศวรรษที่ผ่านมา Gastech ขยายตัวจนกลายเป็นการประชุมสุดยอดด้านพลังงานระดับโลกขนาดใหญ่ครอบคลุมห่วงโซ่คุณค่าด้านพลังงานทั้งหมดโดยหมุนเวียนไปจัดในเมืองต่างๆ ทั่วโลก จากเดิมที่จัดทุกสองปีต่อมาเปลี่ยนเป็นการจัดงานทุกปี
เมื่อพิจารณาควบคู่ไปกับกระบวนการรับฟังความคิดเห็นสาธารณะต่อแผน PDP 2026 งาน Gastech 2026 จึงไม่ใช่เป็นเพียงอีเวนต์ของอุตสาหกรรมฟอสซิลเท่านั้น แต่ยังเป็นเสมือนช่องทางกดดันอีกช่องทางหนึ่งที่เกิดขึ้นจริงและดำเนินไปพร้อมกันเพื่อผลักดันทางเลือกทั้ง 4 กรณีของ PDP 2026 ให้เอนเอียงไปในทิศทางใดทิศทางหนึ่ง
แถลงการณ์ร่วมที่ประกาศในช่วงวันเปิดงาน Gastech 2026 ซึ่งลงนามโดยองค์กรรณรงค์ภาคประชาชนมากกว่า 40 กลุ่ม อธิบายบทบาทของ Gastech อย่างตรงไปตรงมาว่าพัฒนาไปไกลกว่าการเป็นเพียงเวทีแลกเปลี่ยนความคิดเห็นด้านเทคโนโลยีและนวัตกรรม ในช่วงไม่กี่ปีที่ผ่านมา Gastech กลายเป็นเวทีเชิงยุทธศาสตร์ที่รัฐบาล บริษัท และสถาบันการเงินใช้ในการเจรจาและประกาศข้อตกลงสัญญาซื้อขาย LNG ระยะยาว และการลงทุนโครงสร้างพื้นฐานขนาดใหญ่ กล่าวอีกนัยหนึ่ง นี่คือข้อตกลงด้านพลังงานจะเกิดขึ้นที่นี่ และข้ออ้างว่าก๊าซฟอสซิลคือเชื้อเพลิงเปลี่ยนผ่าน (transition fuel)ที่จำเป็นสำหรับ AI ศูนย์ข้อมูล และความมั่นคงทางพลังงานจะนำเสนอโดยตรงต่อบรรดารัฐมนตรี คนกลุ่มเดียวกันที่จะต้องตัดสินใจว่าประเทศไทยจะเลือกเดินตามฉากทัศน์ใดทั้ง 4 กรณี ของ PDP 2026 และสิ่งสำคัญคือเราต้องถามว่าใครกำลังเป็นผู้ผลักดันวาระการถกเถียงนี้ เพราะ Chevron, ExxonMobil และ Shell ไม่ได้เป็นเพียงผู้เข้าร่วมงาน แต่คือเจ้าภาพร่วมอย่างเป็นทางการของ Gastech 2026 และมีชื่อบันทึกอยู่บนฐานข้อมูล Carbon Majors ซึ่งเป็นหนึ่งในฐานข้อมูลสาธารณะที่เข้มข้นและเป็นระบบที่สุดในการติดตามความรับผิดชอบของบริษัทอุตสาหกรรมฟอสซิลต่างๆ ทั่วโลกต่อการปล่อยก๊าซเรือนกระจกที่เป็นแรงขับเคลื่อนวิกฤตสภาพภูมิอากาศ
นับตั้งแต่ปี พ.ศ. 2515 Chevron ปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าสะสม 62,503 ล้านตัน เป็นยักษ์ใหญ่คาร์บอนอันดับที่ 4 จาก 178 กลุ่มบริษัทอุตสาหกรรมฟอสซิล ฐานข้อมูล Carbon Majors/InfluenceMap ประเมินว่า Chevron มีส่วนร่วมเชิงนโยบายที่ไม่สอดคล้องอย่างกว้างขวางกับแนวทางนโยบายในการจำกัดการเพิ่มขึ้นของอุณหภูมิโลกตามเป้าหมายของความตกลงปารีส
นับตั้งแต่ปีพ.ศ. 2427 ExxonMobil ปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าสะสม 57,458 ล้านตัน เป็นยักษ์ใหญ่คาร์บอนอันดับที่ 5 ตลอดกาล จากการประเมินโดยฐานข้อมูล Carbon Majors การมีส่วนร่วมเชิงนโยบายเชิงยุทธศาสตร์ของ ExxonMobil ขัดแย้งกับนโยบายด้านสภาพภูมิอากาศที่สอดคล้องกับหลักวิทยาศาสตร์
นับตั้งแต่ปี พ.ศ. 2435 Shell ปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าสะสม 41,517 ล้านตัน เป็นยักษ์ใหญ่คาร์บอนอันดับที่ 9 ตลอดกาล Shell มีส่วนร่วมทั้งในเชิงสนับสนุนและเชิงคัดค้านต่อนโยบายด้านสภาพภูมิอากาศ ขณะที่ยังคงผลักดันนโยบายเพื่อส่งเสริมการผลิตและการบริโภคเชื้อเพลิงฟอสซิลโดยเฉพาะก๊าซฟอสซิล
ในเวที Gastech 2026 กฟผ.-รัฐวิสาหกิจที่ดูแลโครงข่ายไฟฟ้าของประเทศและ ปตท.(PTT)-บริษัทน้ำมันและก๊าซที่รัฐถือหุ้นโดยมี ปตท.สผ. (PTTEP) บริษัทในเครือปรากฏอยู่ในฐานข้อมูล Carbon Majors ร่วมเคียงข้างเหล่ายักษ์ใหญ่คาร์บอนในฐานะพันธมิตรระดับชาติพร้อมกับกัลฟ์เอ็นเนอร์จีดีเวลลอปเมนท์-กลุ่มทุนพลังงานเอกชนรายหลักเข้าร่วมประทับตราชื่อในงานเจรจาธุรกิจที่ใหญ่ที่สุดของอุตสาหกรรมก๊าซในห้วงเวลาที่ไล่เลี่ยกับที่กระทรวงพลังงานตั้งคำถามต่อประชาชนอย่างเสียมิได้ว่าต้องการอนาคตพลังงานที่พึ่งพาเชื้อเพลิงฟอสซิลแบบใดใน 4 ทางเลือก
ในฐานข้อมูล Carbon Majors ปตท.สผ.(PTTEP) ปล่อยก๊าซคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าสะสม 1,294 ล้านตัน อยู่ในอันดับที่ 125 ฐานข้อมูล Carbon Majors ประเมินว่า ปตท.สผ. มีส่วนร่วมในทางลบอย่างกว้างขวางโดยเฉพาะต่อการคงไว้ซึ่งบทบาทของก๊าซฟอสซิลในโครงสร้างพลังงาน ส่วนกลุ่มกัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ แม้ว่าจะไม่ได้จัดอยู่ในฐานข้อมูล Carbon Majors บทบาทของกัลฟ์ในเรื่องนี้ตรงไปตรงมาโดยเกี่ยวข้องกับโครงสร้างพื้นฐานทางพลังงานซึ่งจะเป็นตัวกำหนดว่าประเทศไทยจะอยู่ในฉากทัศน์ใดภายใต้แผน PDP 2026
อาชญกรรมสิ่งแวดล้อมของยักษ์ใหญ่คาร์บอน
ตลอดหลายทศวรรษ ข้อโต้แย้งที่เรียบง่ายที่สุดในการปฏิเสธความรับผิดชอบต่อวิกฤตสภาพภูมิอากาศเป็นข้อโต้แย้งที่สะดวกที่สุดนั่นคือทุกคนก็ทำเหมือนกันหมด โดยมองว่าการปล่อยก๊าซเรือนกระจกเป็นราคาที่เราต้องจ่ายให้กับชีวิตสมัยใหม่ กระจายตัวอยู่ในท่อไอเสียรถยนต์ เตาเผา และเครื่องทำความร้อนนับพันล้านเครื่องจนดูเหมือนว่าต่างกระจัดกระจายเกินกว่าจะระบุภาระรับผิดไปยังผู้กระทำรายใดรายหนึ่งได้ แต่ข้อโต้แย้งดังกล่าวเผชิญกับความท้าทายมากขึ้น
การศึกษาของ Callahan และ Mankin (2025) ที่ตีพิมพ์ในวารสาร Nature ใช้ฐานข้อมูล Carbon Majors เพื่อคำนวณว่าความเสียหายทางเศรษฐกิจจากเหตุการณ์ความร้อนสุดขั้วทั่วโลกระหว่างปี พ.ศ.2534–2563 มีสัดส่วนเท่าใดที่สามารถเชื่อมโยงกลับไปยังผู้ปล่อยก๊าซเรือนกระจกแต่ละรายโดยระบุชื่อบริษัทอย่างชัดเจน ผลการศึกษาพบว่า การปล่อยก๊าซเรือนกระจกในอดีตของ Chevron เชื่อมโยงกับความเสียหายจากเหตุการณ์ความร้อนสุดขั้วคิดเป็นมูลค่า 1.98 ล้านล้านดอลลาร์สหรัฐ สูงเป็นอันดับสามในบรรดาบริษัททั้งหมดที่ศึกษา และสูงที่สุดในบรรดาบริษัทน้ำมันที่มีนักลงทุนเอกชนเป็นเจ้าของ ส่วน ExxonMobil อยู่ที่ 1.91 ล้านล้านดอลลาร์สหรัฐ สูงเป็นอันดับสี่ รองจาก Saudi Aramco Gazprom และ Chevron เท่านั้น ตัวเลขข้างต้นไม่ใช่การคาดเดาความเสียหายแบบเหมารวมในระดับบริษัท แต่เป็นงานวิทยาศาสตร์การระบุสัดส่วนความรับผิด (attribution studies) ซึ่งเป็นวิทยาศาสตร์ประเภทเดียวกับที่ช่วยให้โจทก์ในคดีไฟป่าหรือน้ำท่วมที่ระบุได้ว่าความเสียหายส่วนใดเชื่อมโยงกับบริษัทสาธารณูปโภคหรือบริษัทประกันรายใดรายหนึ่งได้
ในเดือนธันวาคม พ.ศ.2568 ท่ามกลางสภาพบ้านเรือที่เสียหายหลายแสนหลังคาเรือน และมีผู้เสียชีวิตอย่างน้อย 405 คนจากซูเปอร์ไต้ฝุ่นโอเดตต์ (Super Typhoon Odette) ในปี พ.ศ.2564 ผู้รอดชีวิต 103 คนได้ตัดสินใจยื่นคดีเรียกร้องค่าเสียหายจากวิกฤตสภาพภูมิอากาศกับ Shell ต่อศาลในสหราชอาณาจักร
โจทก์อ้างถึงภาระรับผิดของ Shell ที่มีส่วนต่อการปล่อยก๊าซเรือนกระจกมากกว่า 41,000 ล้านตันคาร์บอนไดออกไซด์เทียบเท่าหรือมากกว่า 2% ของการปล่อยจากเชื้อเพลิงฟอสซิลทั้งหมดนับตั้งแต่รุ่งอรุณของการปฏิวัติอุตสาหกรรม ถือเป็นการยื่นฟ้องคดีโลกร้อนในลักษณะนี้เป็นครั้งแรก แต่ยังต้องรอคำตัดสินของศาลไปอีกนาน
ชาวประมงเพาะเลี้ยงสาหร่ายทะเลในอินโดนีเซียรู้ดีว่าเวลานั้นยาวนานเพียงใด ในปี พ.ศ.2552 แท่นขุดเจาะ Montara ซึ่งดำเนินการโดยบริษัทลูกของ PTTEP ในออสเตรเลียเกิดเหตุระเบิดและน้ำมันรั่วในทะเลติมอร์ น้ำมันรั่วไหลลงทะเลต่อเนื่องนานกว่าสองเดือนกว่าจะควบคุมได้ ศาลออสเตรเลียสั่งปรับบริษัทเพียง 510,000 ดอลลาร์ออสเตรเลียในปีนั้น แต่ต้องรอจนถึงปี พ.ศ.2564 หรืออีก 12 ปีต่อมา ศาลออสเตรเลียจึงมีคำตัดสินถึงสองครั้งให้ชาวประมงเพาะเลี้ยงสาหร่ายชาวอินโดนีเซียราว 13,000 คนซึ่งสูญเสียอาชีพจากเหตุการณ์น้ำมันรั่วเป็นฝ่ายชนะคดี หลังจากนั้น ในเดือนพฤศจิกายน 2565 PTTEP Australasia จึงตกลงยอมความเป็นเงิน 129 ล้านดอลลาร์สหรัฐ จากที่กลุ่มชาวประมงเรียกร้องไว้เดิม 200 ล้านดอลลาร์สหรัฐและบริษัทก็ระบุอย่างระมัดระวังว่าการยอมความดังกล่าวเกิดขึ้นโดยไม่ได้ยอมรับว่าบริษัทเป็นฝ่ายผิด
ขณะเดียวกัน ยังมีข้อเรียกร้องค่าเสียหายอีกคดีหนึ่งจากรัฐบาลอินโดนีเซียในเหตุการณ์น้ำมันรั่วเดียวกันซึ่งมีขนาดใหญ่กว่ามาก ครอบคลุมความเสียหายต่อแนวปะการัง ป่าชายเลน และระบบนิเวศทางทะเลโดยมีรายงานในช่วงเวลาต่างๆ ว่ามูลค่าความเสียหายอยู่ที่ประมาณ 1.7 พันล้านดอลลาร์สหรัฐ มีการประกาศถอดถอนบริษัทที่ก่อเหตุ และประกาศอีกหลายครั้งถึงข้อเรียกร้องดังกล่าวนับตั้งแต่ปี พ.ศ.2560
จนกระทั่งในเดือนสิงหาคม พ.ศ.2569 ที่ผ่านมา สำนักข่าวรอยเตอร์รายงานจากกรุงจากาตาร์ว่ารัฐบาลอินโดนีเซียตกลงที่จะยกเลิกมาตรการระงับการลงทุน (investment moratorium) ที่บังคับใช้กับบริษัท PTTEP
หลังจากบริษัทจ่ายเงินชดเชยกรณีน้ำมันรั่วไหลในทะเลติมอร์เมื่อปี พ.ศ.2552 เมื่อเกิดการยกเลิกมาตรการระงับดังกล่าว PTTEP ให้คำมั่นว่าจะลงทุนประมาณ 5 พันล้านดอลลาร์สหรัฐในการสำรวจและผลิตน้ำมันและก๊าซในอินโดนีเซีย
เดือนกรกฎาคม พ.ศ.2556 ท่อส่งน้ำมันของ PTT Global Chemical รั่วไหลนอกชายฝั่งจังหวัดระยอง น้ำมันดิบรั่วลงทะเลประมาณ 50,000 ลิตร ปนเปื้อนอ่าวพร้าวบนเกาะเสม็ดและชายฝั่งโดยรอบ ชาวประมงเล็กต่างเผชิญกับปริมาณสัตว์น้ำที่จับได้ลดลงอย่างหนักต่อเนื่อง และเมื่อชาวประมง 454 คน ฟ้องเรียกค่าเสียหายต่อ PTT Global Chemical เป็นเงิน 400 ล้านบาท แต่ในที่สุดศาลไทยมีคำสั่งยกฟ้อง ต่อมาเกิดเหตุการณ์น้ำมันรั่วครั้งใหม่ในปี พ.ศ.2565 และนำไปสู่การฟ้องคดีใหม่ในเดือนมกราคม พ.ศ.2566 ชาวประมง 837 คนเรียกร้องค่าเสียหาย 5,000 ล้านบาทจากบริษัท Star Petroleum ซึ่งมี Chevron ถือหุ้นใหญ่และบริษัทในเครือที่เชื่อมโยงกับ PTT คดีนี้ยังคงดำเนินอยู่ในกระบวนการศาล
จับตา Gastech 2026 แผลงฤทธิ์ในระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก
แม้ Gastech 2026 จะเป็นอีเวนต์ 4 วันเพื่อฟอกเขียวอุตสาหกรรมฟอสซิล ผลพวงจากการเจรจาธุรกิจของอุตสาหกรรมจากเวทีดังกล่าวได้เกิดขึ้นอย่างเป็นรูปธรรมแล้วในเขตระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC)
โครงการแรกคือ ท่าเรือขนถ่ายก๊าซฟอสซิลเหลวแห่งที่สาม (LNG terminal 3) ที่มาบตาพุดซึ่งพัฒนาโดยบริษัท GMTP โดยเป็นกิจการร่วมค้าระหว่างกัลฟ์ เอ็นเนอร์จี ดีเวลลอปเมนท์ซึ่งถือหุ้น 70% และบริษัท ปตท. แทงค์ เทอร์มินัล ซึ่งเป็นบริษัทลูกของ ปตท. ถือหุ้นที่เหลือ 30% โครงการนี้มีมูลค่าการลงทุน 60,000 ล้านบาทภายใต้สัญญาร่วมทุนรัฐ-เอกชน (PPP) ระยะเวลา 35 ปี การถมทะเลดำเนินไปตั้งแต่เดือนธันวาคม 2564 ถึงมีนาคม 2568 การก่อสร้างเริ่มขึ้นในไตรมาสที่ 4 ของปี 2568 และคาดว่าจะเริ่มดำเนินการเชิงพาณิชย์ได้ในไตรมาสแรกของปี 2572 ซึ่งเป็นช่วงเวลาก่อนจะถึงปลายแผน PDP 2026 ในปี 2593 ถึง 21 ปีเต็ม และอยู่ในช่วงเวลาที่กราฟในเอกสาร pdf หน้า 37 ของแผน PDP 2026 ชี้ให้เห็นว่าทางเลือกที่ 1 และทางเลือกที่ 2 ยังอยู่เหนือเส้นความเสี่ยงจากการนำเข้าก๊าซฟอสซิลเหลว (LNG) พอดี
LNG terminal 3 ขยายการถมทะเลเพิ่มขึ้นในเขตท่าเรืออุตสาหกรรมมาบตาพุด ชายฝั่งที่กำลังพังพินาศ งานวิเคราะห์ทางวิทยาศาสตร์จากภาพถ่ายดาวเทียม Landsat บันทึกให้เห็นถึงการกัดเซาะชายฝั่งที่เร่งตัวขึ้น ภายหลังการถมทะเลของท่าเรือในพื้นที่ก่อนหน้านี้ ข้อค้นพบนี้มีความสำคัญ เพราะการกัดเซาะที่เกิดขึ้นก่อนโครงสร้างใดโครงสร้างหนึ่งไม่ได้หมายถึงว่าโครงสร้างนั้นไม่มีส่วนสะสมต่อระบบชายฝั่งที่ตึงเครียดอยู่แล้ว โที่ครงการถมทะเลเพื่อสร้างสถานีรับ-จ่ายก๊าซฟอสซิลเหลวที่มีสัญญาดำเนินการ 35 ปี บนแนวชายฝั่งที่กำลังถอยร่นอยู่แล้วตามบันทึกทางวิทยาศาสตร์ และเป็นเงินทุนส่วนหนึ่งจากพันธมิตรหลักภาคเอกชนที่ร่วมเป็นเจ้าภาพ Gastech นั้นจะยังคงนำเข้าก๊าซฟอสซิลเหลว (LNG) ไปจนถึงช่วงต้นทศวรรษ 2580 ไม่ว่าเราจะเลือกกรณีใดใน PDP 2026 อย่างเป็นทางการในฐานะเป็นนโยบายพลังงาน ศักยภาพของ LNG terminal ต่างจากกำลังผลิตของโรงไฟฟ้า ไม่ได้มีการแยกตามกรณีภายในแผน PDP 2026 หากเป็นการตัดสินใจด้านอุปทานเชื้อเพลิงที่ทำไปครั้งเดียวและอยู่เหนือเส้นความต้องการใช้ก๊าซฟอสซิลในทุกทางเลือก
โครงการที่สองคือโรงไฟฟ้าบูรพาพาวเวอร์ โรงไฟฟ้าก๊าซฟอสซิลขนาด 540 เมกะวัตต์ภายใต้สัญญาซื้อขายไฟฟ้ากับ กฟผ. ตั้งแต่เดือนกรกฎาคม พ.ศ.2562 ที่เขาหินซ้อน ฉะเชิงเทราในภาคตะวันออกที่ปัจจุบันมีกำลังผลิตตามสัญญาสูงกว่าความต้องการใช้จริงเกือบสองเท่าทั่วทั้งภูมิภาคอยู่เดิมแล้ว รายการหนึ่งในตารางกำลังผลิตที่มีข้อผูกพันในแผน PDP 2026 คือก๊าซธรรมชาติใหม่ 540 เมกะวัตต์ที่จะเข้าระบบตามสัญญาเดิมระหว่างปี 2569–2580 มีตัวเลขและสถานะที่ตรงกับโรงไฟฟ้าบูรพาแม้จะไม่ได้ระบุชื่อไว้
โครงการโรงไฟฟ้าบูรพาฯ อยู่ระหว่างการพิจารณาทบทวนของหน่วยงานกำกับดูแลต่อรายงานการเปลี่ยนแปลงโครงการที่เสนอติดตั้งระบบกำจัดออกไซด์ของไนโตรเจนแบบเลือกจับที่ใช้ตัวเร่งปฏิกิริยา (SCR) และประเมินผลกระทบด้านคุณภาพอากาศ PM2.5 ใหม่ ซึ่งเผยให้เห็นถึงช่องว่างทางเทคนิคหลายประการ เช่น ไม่มีการตรวจวัดแอมโมเนียที่ปล่องระบายในแผนการตรวจวัดการปล่อยมลพิษต่อเนื่อง ไม่มีแผนบริหารจัดการหรือเปลี่ยนตัวเร่งปฏิกิริยาที่เปิดเผยค่าการรั่วไหลของแอมโมเนียที่ผ่านการตรวจสอบเฉพาะที่ภาระโหลดเต็มเท่านั้นไม่ครอบคลุมทุกสภาวะการเดินเครื่อง และต้นทุนของทั้งระบบและการตรวจวัดที่ยังไม่เปิดเผย
มีความย้อนแย้งที่ต้องจับตาในแผน PDP 2026 ซึ่งกำหนดให้เขตระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) เป็นแนวทางปลดล็อกตลาดพลังงาน มติ กพช. เมื่อวันที่ 15 กรกฎาคม 2569 ซึ่งเปิดทางให้เข้าถึงพลังงานสะอาดผ่าน Direct PPA ได้ระบุนัยสำคัญของ EEC ไว้อย่างชัดเจนควบคู่กับผู้ใช้ไฟฟ้าอุตสาหกรรมขนาดใหญ่และดาต้าเซ็นเตอร์ว่าจะเป็นเขตพื้นที่ที่มีลำดับความสำคัญแรกๆ นี่เท่ากับเป็นการยอมรับโดยกลายๆ ว่าภาคอุตสาหกรรมใน EEC ต้องการและมีศักยภาพมากขึ้นเรื่อย ๆ ที่จะซื้อไฟฟ้าสะอาดโดยตรง แทนที่จะผ่านโครงข่ายที่ยังคงพึ่งพาฟอสซิลเป็นหลักอยู่ในปัจจุบัน ขณะที่ภูมิภาคเดียวกันนี้มีการเดินหน้า LNG terminal สัญญา 35 ปี และโรงไฟฟ้าก๊าซฟอสซิลแห่งใหม่ที่ถูกคัดค้านโดยชุมชน เขตระเบียงเศรษฐกิจภาคตะวันออก (EEC) อยู่ในเอกสารฉบับเดียวกันทั้งในฐานะพื้นที่ต้นแบบของการเข้าถึงพลังงานสะอาดโดยตรงและในฐานะพื้นที่ที่ยังคงติดกับดักก๊าซฟอสซิลต่อไป
โครงการก๊าซฟอสซิลทั้งสองโครงการเป็นส่วนหนึ่งของภาพใหญ่ของการระดมทุนระดับโลกที่ระบุในแถลงการณ์ร่วมระดับภูมิภาคต่อ Gastech 2026 กล่าวคือธนาคารเอกชนรายใหญ่ที่สุด 65 แห่งของโลกให้เงินทุนแก่บริษัทเชื้อเพลิงฟอสซิลรวมมูลค่า 906,000 ล้านดอลลาร์สหรัฐในปี 2568 ปีเดียว เพิ่มขึ้น 8% จากปี 2567 โดยเงินทุนสำหรับโครงสร้างพื้นฐาน เช่น สถานีรับก๊าซ LNG และท่อส่งก๊าซเพิ่มขึ้น 84% แตะระดับ 255,000 ล้านดอลลาร์สหรัฐ กำลังผลิตไฟฟ้าจากก๊าซฟอสซิลที่จะมีขึ้นในภูมิภาคเอเชียตะวันออกเฉียงใต้ในขณะนี้เกินกว่า 100 กิกะวัตต์พร้อมกับการนำเข้า LNG อีกราว 46 ล้านตันต่อปี งานวิเคราะห์อิสระประเมินว่ากำลังผลิตก๊าซของภูมิภาคที่วางแผนไว้น้อยกว่าหนึ่งในสามเท่านั้นที่จะเดินเครื่องได้จริงภายในปี พ.ศ.2573 เนื่องจากราคาที่สูงและข้อจำกัดด้านอุปทาน
ขณะที่ฟิลิปปินส์ยกเลิกโครงการโรงไฟฟ้า LNG สองโครงการในปี พ.ศ.2568 เนื่องจากไม่อาจบรรลุสัญญารับซื้อไฟฟ้าได้ เป้าหมายโรงไฟฟ้า LNG ขนาด 22,500 เมกะวัตต์ภายในปี พ.ศ.2573 ของเวียดนามกำลังชะงักงันเพราะปัญหาความสามารถในการกู้ยืม ความต้องการใช้ไฟฟ้าที่แผ่วลงของไทยจากสมมติฐานการเติบโตของ GDP ในแผน PDP 2026 ถูกปรับลดจาก 3.10% เหลือ 2.49% ต่อปีโดยเฉลี่ยระหว่างร่างปี 2567 กับร่างปี พ.ศ.2569 พร้อมกับอัตราการเติบโตของประชากรที่กลายเป็นติดลบได้บีบให้ต้องเลื่อนการเดินเครื่องเพื่อจ่ายไฟฟ้าของโครงการโรงไฟฟ้าก๊าซบูรพาออกไป
จะว่าไปแล้ว ตัวเลขในแผน PDP 2026 ของ สนพ. เองชี้ให้เห็นว่ามีทางเลือกที่จริงจังในเชิงโครงสร้างอยู่จริงนั่นคือกรณีที่ 3 ซึ่งเป็นฉากทัศน์ที่สมเหตุสมผลที่สุดภายในปี พ.ศ.2593 และเป็นกรณีเดียวที่บรรลุเป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจกของภาคการผลิตไฟฟ้าโดยไม่ต้องพึ่งเทคโนโลยีดักจับคาร์บอนที่ยังไม่ได้รับการพิสูจน์ และเป็นกรณีเดียวที่ดึงประเทศให้หลุดพ้นจากความเสี่ยงการนำเข้า LNG ทางเลือกนี้ยังเปิดอยู่ และจะมีการตัดสินใจในเร็วๆ นี้ ขณะที่รัฐวิสาหกิจไฟฟ้าของประเทศพร้อมกับอุตสาหกรรมก๊าซฟอสซิลเอกชนรายใหญ่ที่สุดปรากฏตัวในฐานะเจ้าภาพร่วม Gastech 2026 เวทีฟอกเขียวอุตสาหกรรมฟอสซิลที่มีผลประโยชน์มากที่สุดต่อผลลัพธ์ของแผน PDP 2026 ในทางตรงกันข้าม
ข้อมูลอ้างอิง
-
เอกสารประกอบการรับฟังความคิดเห็นร่างแผน PDP2026 “ร่างแผนพัฒนากำลังผลิตไฟฟ้าของประเทศไทย พ.ศ. 2569–2593” สำนักงานนโยบายและแผนพลังงาน (สนพ.) กระทรวงพลังงาน ลงวันที่ 8 กันยายน 2569 — เอกสารอ้างอิงที่แนบมา (แหล่งข้อมูลหลักสำหรับตัวเลขทั้งหมดของ PDP2026 ได้แก่ การเปรียบเทียบ 4 กรณี การคาดการณ์ความต้องการก๊าซและความเสี่ยงจากการนำเข้า LNG เป้าหมายการปล่อยก๊าซเรือนกระจก การคาดการณ์ค่าไฟฟ้า ตารางกำลังผลิตที่มีข้อผูกพันและกำลังผลิตใหม่ การปลดล็อก Direct PPA/TPA และการเปลี่ยนเกณฑ์ LOLE)
-
แถลงการณ์ร่วมระดับภูมิภาค “Asia Must Not Become the Next Frontier for Fossil Gas Expansion” 14 กันยายน 2569
-
รายละเอียดงาน Gastech 2026 อย่างเป็นทางการ รายชื่อเจ้าภาพและพันธมิตรระดับชาติ — com
-
ข่าวประชาสัมพันธ์ Gastech 2026 — “Gastech 2026 Brings Global Energy Leaders to Bangkok”, PR Newswire / Manila Times
-
ข้อมูล Carbon Majors ของ Chevron, ExxonMobil, Shell, ปตท.สผ. — net/carbon-majors
-
รายงานข่าวก่อนหน้าเกี่ยวกับ PDP2026 (บริบทของการรายงานก่อนการรับฟังความคิดเห็น ซึ่งตัวเลขเฉพาะบางส่วนถูกแทนที่ด้วยข้อมูลจากเอกสาร สนพ. ฉบับวันที่ 8 กันยายน) — RECCESSARY, “Thailand’s New PDP Targets 60% Clean Power by 2050”
-
ข้อมูลการลงทุนและกรอบเวลาโครงการสถานีรับก๊าซ LNG แห่งที่ 3 มาบตาพุด / GMTP — LNG Prime
-
รายละเอียดการลงทุนสถานีรับก๊าซ LNG แห่งที่ 3 มาบตาพุด / GMTP — Kaohoon International
-
งานวิทยาศาสตร์ด้านการกัดเซาะชายฝั่ง มาบตาพุด — Siripong (2010), การวิเคราะห์ภาพถ่ายดาวเทียม Landsat จุฬาลงกรณ์มหาวิทยาลัย/GISTDA
